ATLAS GEOLÓGICO RECURSOS NO CONVENCIONALES (LUTITA GAS/ACEITE)

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1 ATLAS GEOLÓGICO RECURSOS NO CONVENCIONALES (LUTITA GAS/ACEITE) Centro Nacional de Información de Hidrocarburos Av. Patriotismo 580, Piso 4 Col. Nonoalco, Del. Benito Juárez, C.P , CDMX contactocnih@cnh.gob.mx 1

2 RECURSOS NO CONVENCIONALES (LUTITA GAS/ACEITE). Contenido RECURSOS NO CONVENCIONALES (LUTITA GAS - LUTITA ACEITE) INTRODUCCIÓN... 4 CONCEPTO GAS Y ACEITE EN LUTITAS CRITERIO GEOLÓGICO PARA YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES CONTEXTO DE GEOLÓGIA REGIONAL... 9 MAPA DE UBICACIÓN... 9 PROVINCIAS GEOLÓGICAS Y PETROLERAS PROVINCIA DE CHIHUAHA PROVINCIA SABINAS-BURRO-PICACHOS PROVINCIA DE BURGOS PROVINCIA TAMPICO-MISANTLA PROVINCIA DE VERACRUZ INFORMACIÓN DE POZO BURGOS TAMPICO-MISANTLA VERACRUZ COBERTURA SÍSMICA 2D Y 3D MAGNETOMÉTRIA GRAVIMETRÍA MARCO ESTRUTURAL MARCO ESTRUCTURAL DE LA PROVINCIA CHIHUAHUA MARCO ESTRUTURAL DE SABINAS - BURRO PICACHOS MARCO ESTRUTURAL BURGOS MARCO ESTRUTURAL. TAMPICO-MISANTLA MARCO ESTRUCTURAL VERACRUZ MARCO ESTRATIGRÁFICO MARCO ESTRATIGRÁFICO

3 MARCO ESTRATIGRÁFICO CHIHUAHUA MARCO ESTRATIGRÁFICO SABINAS BURRO - PICACHOS MARCO ESTRATIGRÁFICO BURGOS MARCO ESTRATIGRÁFICO TAMPICO-MISANTLA MARCO ESTRATIGRAFICO VERACRUZ PLAYS DISTRIBUCIÓN DE PLAYS PLAYS NO CONVENCIONALES EN MÉXICO PLAYS CHIHUAHUA CHIHUAHUA CALIDAD Y MADUREZ DE LA ROCA PLAY DE SABINAS-BURRO-PICACHOS SABINAS ROCA GENERADORA CALIDAD Y MADUREZ BURGOS PLAYS BURGOS CALIDAD Y MADUREZ DE LA ROCA GENERADORA PLAYS DE TAMPICO-MISANTLA TAMPICO MISANTLA CALIDAD Y MADUREZ DE LA ROCA PLAYS DE VERACRUZ VERACRUZ ROCA CALIDAD Y MADUREZ POTENCIAL DE GAS Y ACEITE EN LUTITA PEMEX CLASIFICACIÓN DE ÁREAS CARACTERÍSTICAS DE HIDROCARBURO CLASIFICACIÓN DE ÁREAS RESERVAS ESTRATEGIAS SABINAS BURRO-PICACHOS ESTRATEGIAS TAMPICO MISANTLA GLOSARIO TABLA - FIGURAS TABLAS REFERENCIAS

4 INTRODUCCIÓN El Artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, establece que la Comisión Nacional de Hidrocarburos ejercerá sus funciones procurando que los proyectos se realicen con arreglo a las siguientes bases: Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país. Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo crudo y de gas natural en el largo plazo, en condiciones económicamente viables, de pozos, campos y yacimientos abandonados, en proceso de abandono y en explotación. La reposición de las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética de la Nación y, a partir de los recursos prospectivos, con base en la tecnología disponible y conforme a la viabilidad económica de los proyectos. La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración y extracción de hidrocarburos, en función de los resultados productivos y económicos. Asegurar que los procesos administrativos a su cargo, respecto de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, se realicen con apego a los principios de transparencia, honradez, certeza, legalidad, objetividad, imparcialidad, eficacia y eficiencia. Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en beneficio del país. Procurar el aprovechamiento del gas natural asociado en las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos. En el marco de las próximas rondas de licitación de áreas para exploración de hidrocarburos y, en el ejercicio de las funciones antes señaladas, esta Comisión Nacional de Hidrocarburos elaboró el presente documento, en el que se presenta una Síntesis Geológico Petrolera de las áreas con potencial de aceite y gas de lutitas en las Provincias Petroleras de Chihuahua, Sabinas-Burro-Picachos, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz. Los yacimientos no convencionales de aceite y gas en lutitas orgánicas (Shale Oil/Gas), son un fenómeno que ha cobrado importancia a nivel mundial al contribuir de manera sustancial a la producción actual de hidrocarburos. En México existe un gran potencial prospectivo de este tipo 4

5 de recursos. En las Provincias Geológicas de Chihuahua, Sabinas, Burro-Picachos, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz, se han detectado diversos plays con potencial de aceite y gas en lutitas. Estas lutitas de origen marino, de considerable espesor, ricas en carbono orgánico total, se consideran análogos con las zonas productoras de las lutitas del Cretácico y Jurásico en el sur de Estados Unidos, en particular en las lutitas Eagle Ford y Haynesville, respectivamente. La identificación de estos plays de gas y aceite en lutitas en la región norte de México están basados en el análisis de más de 1,000 pozos y de información geológica y geofísica generada en mas de 75 años de exploración por Pemex. A partir de 2010 Pemex implementó una campaña de perforación de pozos exploratorios enfocados en los plays de lutitas del Cretácico Superior (Eagle Ford - Agua Nueva) y en las calizas y lutitas calcáreas del Jurásico Superior (Pimienta - La Casita), esto a objeto de reducir la incertidumbre de los modelos geológicos y mejorar la estimación de recursos potenciales y así definir las bases para su desarrollo masivo. Los trabajos realizados en base a la información obtenida de estos pozos exploratorios, han permitido actualizar la estimación del potencial de aceite y gas en las lutitas de estas cuencas, la identificación de áreas prioritarias y su jerarquización basados en su conocimiento y potencial. De acuerdo a los estudios geológicos y geoquímicos efectuados en Tampico-Misantla, se considera el aceite como el hidrocarburo predominante en los plays Pimienta y Agua Nueva En las cuencas Sabinas-Burro-Picachos-Burgos; se confirmó su potencial, siendo predominantemente gas seco y gas húmedo En base a lo anterior se ha estimado que los recursos medios ascienden a 60.2 MMMbpce, de los cuales MMMMpc corresponden a gas de lutitas (distribuidos en MMMMpc de gas seco y 36.8 MMMMpc de gas húmedo) y 31.9 MMMbp de aceite y condensados. CONCEPTO GAS Y ACEITE EN LUTITAS. Los yacimientos de aceite y gas en lutitas se definen como un sistema petrolero de rocas arcillosas orgánicamente ricas, de baja permeabilidad, que actúan a su vez como generadoras, almacenadoras, trampa y sello, por lo que su producción en cantidades comerciales demanda técnicas de fracturamiento para crear permeabilidad a través de pozos horizontales con fracturamiento hidráulico múltiple, a objeto de inducir el flujo de fluidos desde la matriz al pozo. Por todo ello, este tipo de yacimientos se clasifican como recursos no convencionales (figura 1). 5

6 Figura 1. Recursos Convencionales vs No Convencionales. El orden de obtención comercial de volumen de recursos no convencionales, de fracturamiento hidráulico siendo necesaria (figura 2), el cual es el proceso de creación de fracturas en la roca y formaciones a través de pozos horizontales. Es importante resaltar que esta técnica se caracteriza por producir el flujo de fluido de la matriz al pozo. Figura 3 muestra diferencias notables entre yacimientos convencionales y no convencionales. Figura 2. Técnicas de Fracturación Hidráulica. Figura 3. Características Principales yacimientos Convencionales vs No Convencionales. 6

7 CRITERIO GEOLÓGICO PARA YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES. Yacimientos no convencionales están considerados exitosos, cuando cumplen con al menos las siguentes características en las rocas (figura 4-7). Enriquecida en materia Orgánica: COT > 2, y Kerógeno tipo II y III Rangos de madurez térmal: > 0.8% Ro (aceite), > 1.2 %Ro (Gas) Espesor: m Profundidades: > 900 m y < 3,000 m Composición Litológica > 50% cuarzo y/o carbonatos Aceite y/o gas libre en espacios de poros (micro, nanoporosidad) y fracturas Gas absorbido en el Kerógeno y partículas arcillosas. Figura 4. Porosidad Rangos de Micro y Nano. Figura 5. Mecánica de Roca Fracturas. 7

8 Figura 6. Madurez Termal. Figura 7. Composición litológica y espesor. 8

9 CONTEXTO DE GEOLÓGIA REGIONAL MAPA DE UBICACIÓN Localización y distribución de cuencas relacionadas a los recursos no convencionales (Chihuahua, Sabinas, Burro-Picachos, Burgos, Veracruz y Tampico-Misantla) se muestran en la Figura 8, definiendo los límites y bordes de cada una de ellas. Figura 8. Principales Provincias con recursos no convencionales. Provincia Geológica de Chihuahua: Se localiza en la porción norte de México, ocupa la parte norte del Estado de Chihuahua. Al Noroeste colinda con Estados Unidos, al Occidente con la Provincia Geológica Faja Volcánica de la Sierra Madre Occidental y al Sur, con la Provincia Geológica Plataforma de Coahuila. Tiene una superficie de 116,708 Km 2. Provincia Geológica de Sabinas: Se localiza en la porción Noreste de México, específicamente, en la parte central del Estado de Coahuila y porción occidental del Estado de Nuevo León; ocupando un área de 42,995.8 Km 2. Desde el punto de vista petrolero se 9

10 considera junto con la Provincia Geológica Burro-Picachos como una sola unidad denominada Provincia Petrolera Sabinas-Burro-Picachos. Provincia Geológica de Burro-Picachos: También conocida como Península de Tamaulipas o Arco de Tamaulipas, cubre gran parte de la región norte del Estado de Coahuila y región norte del Estado de Nuevo León; con una extensión de 51,089 Km 2. Junto con la Provincia Geológica Sabinas constituye la Provincia Petrolera Sabinas-Burro-Picachos. Provincia Geológica de Burgos: está ubicada en el Noreste de la República Mexicana entre los estados de Tamaulipas y Nuevo León y se extiende costa afuera hacia la plataforma continental. Esta cuenca cubre una superficie de 73,800 km 2, con 650 km de largo, desde Piedras Negras en el Norte hasta la costa en el Sur. Provincia Geológica Tampico-Misantla: Se localiza en la porción centro-oriental de México, comprende desde el extremo sur del Estado de Tamaulipas hasta la parte central de Veracruz, las porciones orientales de los estados de San Luis Potosí, Hidalgo y norte de Puebla y occidente del Golfo de México hasta la isobata 200 m. Su extensión cubre una superficie de 57,170 Km 2. Provincia Geológica Veracruz: Se localiza al Oriente de México, quedando comprendida principalmente en el Estado de Veracruz y extendiéndose hacia la actual plataforma continental del Golfo de México, en la región de aguas someras. Su extensión cubre una superficie aproximada de 32,820 Km 2. 10

11 PROVINCIAS GEOLÓGICAS Y PETROLERAS Las provincias geológicas y petroleras en el norte de México están clasificadas de la siguiente manera: Seis provincias Geológicas: Sabinas, Plataforma Burro-Picachos, Burgos, Tampico- Misantla, Veracruz y Chihuahua (figura 9). Figura 9. Provincias Geológicas. Cinco provincias Petroleras: Sabinas-Burro-Picachos, Burgos, Tampico-Misantla, Veracruz y Chihuahua (figura 10). Figura 10. Provincias Petroleras. 11

12 PROVINCIA DE CHIHUAHA La Provincia de Chihuahua está ubicada en el norte de México en una zona de sierras y depresiones (figura 11). Las sierras son fragmentos de anticlinales donde afloran rocas del Mesozoico, mientras que las depresiones están rellenas de terrígenos líticos aluviales cenozoicos con intercalaciones ígneas, con espesores entre 1,000 y 2,000 metros. La columna sedimentaria mesozoica alcanza espesores hasta de 7,000 m, estando compuesta por rocas siliciclásticas y carbonatadas del Jurásico Superior al Aptiano, carbonatos con lutitas del Albiano-Cenomaniano y en la parte superior por siliciclásticos del Turoniano-Maastrichtiano. El fuerte tectonismo laramídico y post-orogénico influyó en la sobremaduración de las rocas generadoras y la destrucción de trampas, así como en la formación de abundantes vías de migración hacia la superficie, provocando la dispersión de los hidrocarburos. Figura 11. Provincia de Chihuahua. Las rocas generadoras hipotéticas consideradas con potencial generador son: Formación La Casita del Jurásico Superior (Kimmeridgiano-Titoniano) está constituida por lutitas y calizas arcillosas cuyos espesores varían entre 80 y 950 m. La riqueza orgánica varía entre regular y buena (COT= 0.5-2%). El kerógeno es de tipo II-III, sobremaduro (con una reflectáncia de vitrinita entre Ro= %) que lo ubica en la zona de generación de gas. Esta formación se considera la más importante generadora de hidrocarburos por su contenido orgánico, espesor y distribución regional. La Formación La Peña está compuesta por calizas arcillosas y lutitas del Aptiano Superior con espesores entre 50 y 100 m. Su COT varía entre 1 y 3% y está constituida por kerógeno tipo III y 12

13 II-III, maduro a sobremaduro (con una reflectáncia de vitrinita entre 1-2%), que lo ubica en las zonas de generación de aceite y condensado. A la fecha no se considera a esta formación con potencial para la explotación de recursos no convencionales. La Formación Ojinaga, constituida por lutitas negras carbonosas del Turoniano, tiene espesores de hasta 1,000 m. Su contenido de COT residual varía entre 0.5 y 2.0% y corresponde a un kerógeno del tipo II, maduro (con una reflectáncia de vitrinita entre 0.6-1%Ro) ubicado en la ventana de generación de aceite. Esta unidad es importante por sus fuertes espesores y condiciones de madurez, adecuadas para la generación de aceite; pero la ausencia de un sello regional suprayacente limita las posibilidades de formar yacimientos del tipo convencional. PROVINCIA SABINAS-BURRO-PICACHOS Los descubrimientos de gas seco en la Provincia Sabinas-Burro-Picachos (figura 12) iniciaron en 1972, está constituida por rocas sedimentarias del Mesozoico, de las cuales las Formaciones La Casita (área de Sabinas), Eagle Ford y Titoniano (áreas Sabinas y Burro-Picachos) y Turoniano son las rocas generadoras. Está constituida por rocas sedimentarias del Mesozoico, las cuales producen gas seco; las del Jurásico Superior (Fm. La Casita) con las más altas concentraciones de carbono orgánico reportadas (COT %) y las capas del Cretácico Superior (Fm. Eagle Ford). Figura 12. Provincia Sabinas-Burro-Picachos Los gases del Jurásico Superior de la Cuenca Sabinas se clasifican como gas no asociado provenientes de una roca generadora en la ventana de gas seco, a excepción de los gases 13

14 localizados en la parte central de la cuenca (Campo Monclova) que se interpreta como un gas termogénico no-asociado proveniente de una roca generadora con materia orgánica dispersa en la ventana de generación de gas húmedo (Ro=1.5%). En la zona de Burro Picachos se produce gas a partir de calizas fracturadas del Aptiano y Coniaciano-Santoniano, con un rango de madurez entre %. Evaluación de recursos: Para el área de Sabinas, productora de gas, se tienen recursos estimados por el orden de 49 MMMMpc de gas seco, mientras que hacia el área de Burro-Picachos el potencial estimado es de 0.6 MMMb de aceite, 6.6 MMMMpc de gas húmedo y 11.4 MMMMpc de gas seco. Actividades Recientes: PEMEX ha perforado un pozo exploratorio con objetivo no convencional en la Cuenca Sabinas, confirmando la continuación del play Eagle Ford de Texas. El pozo horizontal Percutor-1, concluido en marzo 2012, produjo gas seco desde una profundidad de 3,330 3,390 m. La producción inicial del pozo (2,7 millones de pies cúbicos por día) reportando una rápida declinación de la producción. Hacia el área de Burro-Picachos en el periodo se perforaron seis pozos con objetivo exploratorio en las lutitas orgánicas de Eagle Ford de los cuales resultaron tres pozos con gas y condensado, dos con gas seco y uno con aceite improductivo. PROVINCIA DE BURGOS La Provincia de Burgos ubicada en el estado de Tamaulipas (figura 13), al Noreste de México, se expandió durante el Jurásico Temprano y se convirtió en una plataforma carbonatada restringida, con gruesas acumulaciones de sal que posteriormente formaron un despegue estructural regional y algunos diapiros aislados. La deformación estructural tuvo lugar durante la Orogenia Laramide (Cretácico Tardío), que generó un cierto grado de fallamiento e inclinación dentro de la cuenca. Sin embargo, esta cuenca sigue siendo estructuralmente relativamente simple y favorable para el desarrollo de los recursos en las lutitas orgánicas. En esta cuenca se encuentran dos de los objetivos de lutitas prospectivos de México: el Cretácico (Turoniano) con la Formación Agua Nueva y el Jurásico-Titoniano con la Formación Pimienta. En México el equivalente productivo de la Fm. Eagle Ford es la Formación Agua Nueva, mientras que la Formación Pimienta se correlaciona con la lutita de Haynesville de la cuenca del Este de Texas. La Formación Agua Nueva se encuentra en la ventana generadora de aceite y gas, con un COT de % y un kerógeno tipo II, mientras que la Formación Pimienta productora de gas húmedo y gas seco tiene un COT entre % y el tipo de kerógeno es II-III. 14

15 Evaluación de Recursos: Los recursos estimados para esta provincia están por el orden de 9.5 MMMMpc de gas húmedo y 44.3 MMMMpc de gas seco. Esta cuenca esta caracterizada como la segunda en importancia para la explotación de recursos no convencionales de lutitas orgánicas en México, esto en base a su potencial. Actividades Recientes: PEMEX perforó 10 pozos exploratorios con objetivo no convencional en el periodo con el fin de evaluar el potencial de las Formaciones Agua Nueva y Pimienta en la Cuenca Burgos. Los resultados obtenidos en estos pozos indican que seis de estos pozos están en la ventana de gas seco, tres probaron gas y condensados y uno aceite ligero. PROVINCIA TAMPICO-MISANTLA. Figura 13. Provincia de Burgos. La Provincia Tampico-Misantla, ubicada en la porción centro-oriental de la República Mexicana (figura 14), se considera la primera en importancia desde el punto de vista del potencial de recursos asociados a los yacimientos no convencionales de lutitas orgánicas de México. La columna sedimentaria está constituida por rocas predominantemente carbonatadas a nivel Mesozoico y siliciclásticos en el Paleógeno-Neógeno, alcanzado espesores de 6-7 km. La principal roca generadora en la Cuenca de Tampico-Misantla es la Fm. Pimienta del Jurásico Superior (Titoniano). Aunque bastante profunda en gran parte de la cuenca, las áreas prospectivas de la Fm. Pimienta alcanzan profundidades de 1,400 a 3,000 m en el Sur, en donde se encuentran tres estructuras elevadas: El anticlinal Piedra de Cal de 40 km de longitud, en 15

16 donde la Fm. Pimienta se encuentra a 1,600 metros de profundidad. En el sureste de Bejuco, el Titoniano alcanza una profundidad máxima de 3,000 m en el Este y cerca de 2,400 m en el Oeste. Un sistema de fallas define el campo Bejuco en el centro del área. Dos grandes áreas (Llano de Bustos y La Aguada) carecen de depósitos de lutitas del Titoniano. La Formación Agua Nueva (Cretácico Superior-Turoniano) presenta valores de carbono orgánico entre %. Los estudios ópticos indican que contiene predominantemente kerógeno tipo II. Todo esto, permite definir a esta formación, aún inmadura, como potencialmente generadora de regular importancia, en la mayor parte de la Cuenca Tampico-Misantla. Evaluación de recursos: Los recursos estimados para esta provincia están por el orden de 30.7 MMMb de aceite y 20.7 MMMMpc de gas húmedo. Actividad reciente: PEMEX perforó entre el , 3 pozos con objetivos no convencionales, cuyos resultados muestran la presencia de aceites saturados dentro de la matriz fracturada de las rocas de la Formación Pimienta, con hidrocarburos líquidos que varían en calidad de aceites medios a ligeros. PROVINCIA DE VERACRUZ. Figura 14. Provincia de Tampico-Misantla La Provincia de Veracruz se ubica en el oriente de México (figura 15), entre la Sierra Madre Oriental, Eje Neovolcánico, Sierra de los Tuxtlas y el Golfo de México. La columna sedimentaria está constituida por rocas carbonatadas mesozoicas y siliciclásticas terciarias, alcanzando un espesor máximo de 10 km. La cuenca petrolera está representada por dos elementos separados por una falla regional inversa: la Plataforma Mesozoica de Córdoba al occidente, donde se han 16

17 descubierto 14 campos de aceite y gas en carbonatos del Cretácico Medio-Superior y la Cuenca Terciaria de Veracruz, al oriente, con siente campos de gas en areniscas del Mioceno. Esta cuenca desde el punto de vista geológico se considera de alta complejidad estructural. El área prospectiva de la Cuenca de Veracruz es mucho menor de lo que se suponía anteriormente, debido a que se descubrió que la las rocas generadoras se encuentran sumergidas en un ángulo más pronunciado que el previamente mapeado. Tanto las ventanas de maduración térmica del aceite y de gas están presentes dentro de la cuenca. Formación Maltrata: La Formación Maltrata del Cretácico Superior Turoniano es una de las rocas generadoras en la Cuenca de Veracruz, que contiene un estimado de 92 m de caliza arcillosa rica en materia orgánica. El COT oscila entre el 0.5% y el 8%, con un promedio de aproximadamente el 3%, y consiste en kerógeno Tipo II. La madurez térmica para la generación de aceite tiene un Ro promedio de 0.85%, dentro de la ventana de aceite en profundidades menores a 3,350 m, para la generación de gas tiene un Ro promedio del 1.4% a una profundidad promedio inferior a 3,500 m. Evaluación de recursos: Los recursos técnicamente recuperables están por el orden de 0.6 MMMb de aceite. Actividad reciente: Para esta cuenca no se ha registrado actividad reciente de perforación con objeto de evaluar el potencial de recursos no convencionales, pero existen como antecedentes una cantidad importante de pozos convencionales en los cuales se han registrado manifestaciones de aceite y gas. Figura 15. Provincia de Veracruz. 17

18 INFORMACIÓN DE POZO. Con el objetivo de evaluar la calidad y potencial de hidrocarburo en lulitas orgánicas de las Formaciones Eagle Ford Agua Nueva y Pimienta La Casita, 18 pozos (figura 16) que fueron perforados en las cuencas de Sabinas, Burro-Picachos y Burgos entre 2010 y Figura 16. Pozos no Convencionales. Con el objeto de evaluar la calidad y potencial de los hidrocarburos en las lutitas orgánicas de las Formaciones Eagle Ford-Agua Nueva y Pimienta-La Casita, entre el 2010 y 2013 se perforaron 18 pozos exploratorios en las Provincias Geológicas Sabinas, Burro-Picachos y Burgos (tabla 1). 18

19 Tabla 1. Características de pozos no convencionales. 19

20 BURGOS Como se muestra en la figura 17, 4 pozos (Habano-2, Habano-21, Habano-71 y Anhelido-2), han sido perforados en el área con el propósito de la evolución de recursos no convencionales. Figura 17. Desarrollo de pozos con objetivo no convencional de Burgos. Los desarrollos de los pozos de la Cuenca de Burgos están descritos en la tabla 2. La cual contiene información general como tipo de hidrocarburo, provincias geológicas, año de perforación y profundidad total. Como previamente se mencionó, la información mostrada constituye los datos disponibles en la CNIH. Tabla 2. Pozos no convencionales Características 20

21 Rangos de producción de gas inicial y aceite para los pozos en Burgos esta descrita en la tabla 3. Fechas de exploración: 2012 para Habano-21 y Habano-71, 2013 para Habano-2 y Aanhelido-2. Tabla 3. Rangos de Producción inicial. TAMPICO-MISANTLA En los Plays Pimienta y Agua Nueva ya se ha establecido producción de aceite y gas húmedo en pozos verticales (figura 18), por ejemplo: En la porción norte, el pozo Limonaria-1 resultó productor de aceite (420b/d) y gas asociado en el Play Pimienta. En el Sur, ocho pozos han sido productores de aceite y gas en la Formación Pimienta: Palma Sola-103, Vegas-1, Presidente Miguel Alemán-69, 1658, 1674, 1676,1696; Furbero y Remolino En el Play Agua Nueva en el Campo Santiago resultaron productores de aceite seis pozos, mientras que en la margen occidental, el pozo Maguey-2A fue productor de gas húmedo. El aceite descubierto en ambas formaciones es ligero (40 API) y de bajo contenido de azufre. 21

22 Figura 18. Formación Agua Nueva y Pimienta Pozos Convencionales. Recientemente se han perforado 3 pozos con objetivos no convencionales : Horcones-8127, Corralillo-157 y Presidente Miguel Aleman-802 (tabla 4, figura 19). Los resultados de los pozos con objetivo en plays no convencionales, muestran la presencia de aceites saturados dentro de la matriz fracturada de las rocas de la Fm. Pimienta, con hidrocarburos líquidos que varían en calidad de aceites medios a ligeros con relaciones gas aceite (RGA) entre 900 a 3000 pc/bls. Se observa una relación directa entre los niveles con altas saturaciones de hidrocarburos determinadas a partir del OSI (Oil Saturation Index = S1*100/COT) y las fracturas naturales del pozo observadas a partir de registros de imágenes de pozo (OBMI). 22

23 Tabla 4. Datos de Producción Figura 19. Pozos no convencionales en las formaciones Pimienta-Agua Nueva. VERACRUZ El área prospectiva para el Play Turoniano Maltrata tiene como antecedente una importante cantidad de pozos con manifestaciones de aceite y gas. 23

24 Sin embargo, estudios geológicos y geoquímicos recientes indican una riqueza orgánica regular con baja madurez térmica del kerógeno en esta formación y una alta complejidad tectónica del área, por estar relacionada con el frente tectónico sepultado de la Sierra Madre Oriental. Consecuentemente esta área será evaluada en el mediano y largo plazo considerando que su potencial está asociado al concepto de las lutitas orgánicas. Figura 20. Recursos no convencionales del play Turoniano -Maltrata. 24

25 COBERTURA SÍSMICA 2D Y 3D Como es muestra en los siguientes mapas, la cobertura de datos sísmicos sobre toda la extensión de las cuencas. Líneas sísmicas 2D (figura 21 líneas azules) y estudios sísmicos 3D (figura 22 polígonos rojos) están descritos en las figuras, siendo la Cuenca de Chihuahua la única provincia sin datos sísmicos 3D. Figura 21.Líneas Sísmicas 2D. Figura 22. Cobertura Símica 3D. 25

26 MAGNETOMÉTRIA. Los estudios de adquisición regional son mostrados en la figura 23 (Polígonos naranja). Los Mapas de anomalía magnética proviene de la visión de la estructura superficial y composición de la corteza terrestre, caso aplicable para las provincias geológicas distribuidas en el mapa (polígonos negros - figura 24). Figura 23. Estudios Magnetométricos. Figura 24. Mapa de Anomalía Magnética 26

27 GRAVIMETRÍA. Figura 25 son mostrados todas las áreas que han estado sometidas a estudios gravimétricos. El Mapa de la figura 26, es un registro de anomalía gravimétrica después de la corrección de aire libre, el cual está definido como una diferencia entre aceleración gravitacional causada por las masas de la Tierra y la generación por la distribución de las masas. Figura 25. Estudios de Gravimetría. Figura 26. Corrección de Aire Libre. 27

28 MARCO ESTRUTURAL MARCO ESTRUCTURAL DE LA PROVINCIA CHIHUAHUA. Esta provincia se caracteriza por presentar un amplio cinturón de pliegues y fallas inversas que están orientadas de Noroeste a Sureste, la figura 27 y 28 muestran la localización de la sección A-A. Tiene su origen en elementos paleogeográficos que fueron formados en el borde sur del Cratón de Norteamérica y que evolucionaron a una cuenca intracratónica ligada a la apertura del Golfo de México durante el Jurásico Medio. Durante la evolución tectónica en esta provincia podemos identificar 3 principales periodos: (1) Periodo de apertura, el cual se caracteriza por ser un periodo tectónico distensivo acompañado de subsidencia, (2) Periodo de cuenca con desarrollo de plataforma en el cual hubo una estabilidad caracterizada por una subsidencia lenta y depósito de grandes espesores de roca, finalmente (3) el Periodo de colmatación, en el cual se tuvo un régimen tectónico compresivo generado por el levantamiento y basculamiento durante la Orogenia Laramide originando fallamiento inverso en los sedimentos gruesos. Figura 27. Ubicación de la Provincia de Chihuahua. 28

29 Figura 28. Provincia Chihuahua Sección Transversal A-A'. MARCO ESTRUTURAL DE SABINAS - BURRO PICACHOS. Desde el Punto de vista geológico, esta provincia petrolera comprende la Cuenca de Sabinas y los campos localizados al noreste de la Península de Tamaulipas (figura 29). Figura 29. Distribución de Campos y Eventos Tectónicos. Desde el punto de vista tectónico, la Cuenca de Sabinas ha sido interpretada como una ruptura o fallamiento (aulocogeno) asociada con la apertura del Golfo de México, geológicamente está limitada por grandes unidades correspondientes a los elementos palogeográficos del jurásico tardío (figura 30), hacia el este por la Península de Tamaulipas, Picachos y el alto San Carlos (también conocido como el Macizo Burro-Picachos o arco Tamaulipas) y al suroeste por la Isla de Coahuila. Se extiende hacia la cuenca de Chihuahua hacia el noroeste y se limita al Sureste con el Arco de Monterrey. 29

30 MARCO ESTRUTURAL BURGOS. Figura 30. Sección NO-SE de la Provincia de Sabinas. El estilo estructural predominante corresponde a un sistema de fallas lístricas de orientación NO- SE con caída hacia el oriente hacia donde las fallas se hacen mas jóvenes y desplazamientos de unos cientos de metros. La figura 31 muestra la localización de la Cuenca de Burgos y las principales franjas del terciario. Figura 31. Burgos plays y campos. Se observan estructuras roll-over con nivel de despegue en sedimentos arcillosos del Paleoceno en la parte occidental y en niveles mas jóvenes hacia el oriente, en donde despegan en el Oligoceno. Se distinguen tres principales estilos de fallamiento normal, uno hacia la porción occidental que involucra la franja del Paleoceno, en donde predominan las fallas normales sindepositacionales. Un segundo estilo se presenta hacia las denominadas franjas del Eoceno y Oligoceno, en las cuales son comunes las fallas sinsedimentarias de mediano a bajo ángulo. La tercera zona se presenta en la parte oriental y se extiende hasta la plataforma continental en 30

31 donde las fallas son también de crecimiento pero con planos que tienden a la verticalidad y que afectan predominantemente la columna del Mioceno y Plioceno (figura 32). Figura 32. Sección estructural A-A Provincia de Burgos. MARCO ESTRUTURAL. TAMPICO-MISANTLA. Tampico-Misantla (figura 33) es una cuenca de margen pasivo con bloques de basamento relacionados a la etapa de apertura del Golfo de México, la cual evolucionó a una Cuenca de Antepaís, cuando el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental fué emplazado al occidente de la cuenca. Esta cuenca está conformada en el norte por el Alto de Tamaulipas y el Homoclinal de San José de las Rusias, hacia el centro con el Paleocañón Bejuco-La Laja, el Alto de la Sierra de Tantima y el Paleocañón de Chicontepec, al Sur con la Franja Volcánica Transmexicana; al Este con el Alto de Arenque y el Alto de la Plataforma de Tuxpan, y hacia el Oeste limita con el Frente Tectónico del Cinturón Plegado y Cabalgado de la Sierra Madre Oriental. Algunos de estos elementos estructurales han influenciado en la creación de diferentes unidades litroestratigráficas con gran interés económico petrolero, como son: El Paleocañón Bejuco-La Laja y el Paleocanal de Chicontepec el cual tiene una gran importancia económica ya que en él se encuentra el mayor porcentaje de reservas remanentes del país. 31

32 Figura 33. Campos Provincia Tampico Misantla. Algunos de esos elementos estructurales han contribuido para la creación de diferentes unidades litostratigraficas con gran interés económico petrolero, como: Bejuco-La Laja y el Paleocañon de Chicontepec, que tiene una gran importancia económica debido al hecho de que se asocian valores mayores de las reservas restantes (representado en la Figura 34). La Cuenca Tampico-Misantla es principalmente productor de aceite. La roca generadora principal corresponde a los carbonatos-lutitas del Jurásico Inferior y Jurásico Medio, mudstones y lutitas 32

33 del Jurásico Superior: Oxfordiano, Kimeridgiano y Titoniano, posteriormente siendo el más importante. Trampas mixtas, estructurales y estratigráficas (figura 35). Figura 34. Elementos Tectónicos de la Provincia Tampico-Misantla. Figura 35. Sección tranversal A-A de la Provincia Tampico-Misantla. 33

34 MARCO ESTRUCTURAL VERACRUZ El marco estructural de esta provincia (figura 36), está formado por una porción sepultada del cinturón de pliegue de la Sierra Madre Oriental, conocido como frente tectónico sepultado, y la cuenca terciaria de Veracruz (CTV). Similarmente a otras cuencas, la cuenca de Veracruz fue afectada por una fase de rift y de deriva. Del Jurásico superior al Cretácico Superior hasta Eoceno, la deformación laramídica permitió la formación del cinturón plegado de la Sierra Madre Oriental. El evento origino una cuenca, la cual representa en sentido estricto la cuenca terciaria de Veracruz (figura 37). El hundimiento de esta cuenca continuo al Mioceno, efecto producido por la flexura y la tensión. El desplazamiento del bloque Chortis provocó la reorganización del sistema de subducción en el Sur de México, dando lugar a una subducción subhorizontal que produjo una reorientación del Arco Volcánico y la formación del cinturón Volcánico Trans- Mexicano. Un nuevo régimen tectónico de pre Arco que se localiza entre la zanja al suroeste y el Arco Volcánico de norte. A A Figura 36. Campos Provincia de Veracruz A A Figura 37. Sección transversal A-A' Provincia de Veracruz. 34

35 MARCO ESTRATIGRÁFICO Columnas estratigráficas generales para las cuencas Chihuahua, Sabinas-Burro-Picachos, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz. La sección incluye desde el Jurásico Superior hasta el Cretácico Superior, ver figura 38 y 39. MARCO ESTRATIGRÁFICO. Figura 38. Ubicación Provincias. Figura 29. Columnas Estratigráficas. 35

36 MARCO ESTRATIGRÁFICO CHIHUAHUA La provincia de Chihuahua (figura 40) es un área con depósitos sedimentarios continentales y marinos, principalmente del Paleozoico, Jurásico Superior, Cretácico y Terciario. Se sabe que las calizas y dolomías del Paleozoico Inferior reflejan un entorno de plataforma marina similar al de las superficies desarrolladas en el cratón norteamericano. Así, se cree que esto representa la extensión de este elemento hacia México. Durante el Pennsilvaniano-Permino, ocurrieron una serie de fallas, dando lugar a fosas y pilares sobre las cuales se depositaron carbonatos y rocas terrígenas. La Plataforma Diablo corresponde a la misma edad, donde el borde Suroeste es un linaje marcado que coincide con el cauce del rio Bravo, cerca de la Ciudad Juárez y Ojinaga. Esta característica tectónica ha mantenido su influencia en las cuencas sedimentarias y en eventos de deformación del Mesozoico y del Cenozoico. Los afloramientos de carbonato del Paleozoico se encuentran al noroeste de La Mina Plomosa; al norte en el Área de Aldama, son visibles afloramientos calcáreos, además de calizas y dolomías de plataformas que aparecen en varias localidades del noroeste. Las rocas del Ordoviciano, Cámbrico e incluso eventos metamórficos del Precámbrico fueron identificadas en cortes obtenidos por pozos (de rocas Paleozoicas) que han sido perforadas en la zona. Figura 40. Provincia dechihuahua 36

37 Del Pérmico al Jurásico Medio, el hundimiento ocurrido en la cuenca de Chihuahua, depositando capas rojas llenando los pilares producto del fallamiento. En las etapas tempranas de transgresión marina del Jurásico superior, la deposición de evaporitas que actualmente se manifiestan en estructuras de sal y yeso, ubicados al Sur de Ojinaga y Ciudad Juárez. Entre Cuidad Juárez y Chihuahua: al norte de la Sierra de Samalayuca. Alcaparra, El kilo y La Mojina, los afloramientos del Jurásico Superior corresponden a secuencias de arcillo arenosas y calcáreas. Hacia secciones más profundas de la cuenca, se depositó la Formación la Casita. En el Cretácico inferior, la sedimentación marina tuvo lugar con el depósito de caliza y yeso de la Formación Navarrete, así como las lutitas y areniscas de la Formación de Las Vigas. En ese momento, la Plataforma Coahuila aún estaban emergida mientras la Península de Aldama estaba cubierta por una transgresión marina. Al final del Aptiano, ocurrió un evento de transgresión en la Plataforma Coahuila así mismo Sonora y Sinaloa. En la Cuenca de Chihuahua, se depositaron secuencias calcáreas, que se adquirieron a la formación Cuchillo y al Grupo Chihuahua (Formación Aurora, Formación Benigno, Formación Finalmente y Formación Benavides). Esta transgresión alcanzo su máximo desarrollo en el Albiano-Cenomaniano, durante la cual se desarrollaron la superficie de los arrecifes en la Plataforma Aldama Durante el Cretácico Superior, los sedimentos terrígenos asociados al Grupo Ojinaga (ambiente Deltaico), indican eventos de levantamiento y actividades volcánicas en el oeste de México, demostrando que para el Campaniano, la línea costera se desplaza hacia el oriente. Al final del Mesozoico había un plegamiento de las secuencias del Cretácico como resultado del desprendiendo de la secuencia evaporitica. La figura 41 muestra la sección estratigráfica A-A. Figura 31. Sección Transversal A-A' de la Provincia de Chihuahua. 37

38 MARCO ESTRATIGRÁFICO SABINAS BURRO - PICACHOS La columna sedimentaria descansa sobre el basamento cristalino (ígneo-metamórfico) de edad Permo-Triásicó sobre los que se depositaron capas rojas derivadas de la erosión de los paleoelementos positivos, así como rocas volcánicas producidas durante el proceso de rifting. En el Calloviano-Oxfordiano inicia la sedimentación marina con el depósito de evaporitas, calizas y algunos terrígenos de la Formación Minas Viejas, también con influencia volcánica. Al continuar la transgresión durante el Kimmeridgiano Temprano, se establecieron sobre las evaporitas rampas carbonatadas en las que se depositaron calizas de agua somera de la Formación Zuloaga. Las calizas, evaporitas y lechos rojos de la Formación Olvido retrocedieron hacia los altos, mientras que hacia los bordes de la cuenca continuó la sedimentación de areniscas y conglomerados rojizos de la Formación La Gloria. Hacia el final del Jurásico y principios del Cretácico (Kimmeridgiano-Berriasiano) la cuenca recibió un fuerte aporte de sedimentos siliciclásticos depositándose conglomerados, areniscas y lutitas carbonosas de la Formación La Casita. Estas facies fueron cubiertas del Berriasiano al Barremiano por secciones conglomeráticas de las Formaciones San Marcos y Hosston hacia los bordes de la cuenca, mientras que hacia la parte central se depositó una secuencia de terrígenos finos, rocas carbonatadas de cuenca y de borde de plataforma, así como evaporitas y calizas de alta energía de las formaciones Menchaca, Barril Viejo, Padilla, La Mula y La Virgen. En el Aptiano Temprano se establece una amplia plataforma carbonatada, en la que se depositaron calizas de aguas someras de la Formación Cupido, desarrollándose una zona de aguas profundas hacia el Sureste en donde se depositaron calizas de mar abierto de la Formación Tamaulipas Inferior. En el Aptiano Tardío se inició una transgresión que originó nuevamente condiciones de mar abierto depositándose las lutitas y calizas arcillosas de la Formación La Peña y facies terrígenas de la Formación Las Uvas en el área de la Plataforma de Coahuila. Durante el Albiano continuó la subsidencia, depositándose calizas y lutitas de mar abierto de las Formaciones Tamaulipas Superior, Kiamichi y Georgetown, las que gradúan a calizas de plataforma de las Formaciones Aurora, Glenn Rose, Edwards y McNight hacia los elementos positivos. Durante el Cenomaniano una nueva transgresión estableció condiciones de plataforma abierta en gran parte de la cuenca depositándose las Formaciones Del Río y Buda. Hacia el Cenomaniano Tardío-Santoniano se depositaron calizas de plataforma media a externa de las Formaciones Eagle Ford y Austin. La figura 42 y 43 muestran la localización de las Provincias Sabinas Burro Picachos y la sección A-A con la columna sedimentaria respectivamente 38

39 . Figura 42. Sabinas-Burro-Picachos Provincia. Figura 43. Sabinas-Burro-Picachos Sección Transversal A-A MARCO ESTRATIGRÁFICO BURGOS La provincia de Burgos (figura 44) es una región donde se han despositado una serie de secuencias del Jurásico- Cretácico al Cenozoico, con valores de espesor entre 8,000 a 10,000m. Para recursos no convencionales es conocido por el potencial de hidrocarburo que ha estado demostrando en las formaciones del Jurásico superior y Cretácico superior, por lo tanto, con una breve descripción de estos años es dado en las siguientes líneas. 39

40 Figura 44. Burgos Provincia El basamento está constituido por lulitas y rocas ígneas que han sido formadas durante el Paleozoico a dos eventos magnéticos. El origen de esta provincia es relativa a la abertura del Golfo de México durante el Jurásico Medio. Su evolución llego con la deposición de capas continentales (Grupo Huizachal), acumuladas en bajos estructurales asociados con las trincheras y pilares de la cuenca. Para el Coloviano-Oxfordiano, la subsidencia permitió la acumulación de sal, anhidrita y carbonatos de alta energía (Formaciones como Minas Viejas y Olvido). Durante el Kimeridgiano- Titoniano pellets con alto contenido de materia orgánica fueron depositados (Formaciones como La Casita y Pimienta) las cuales son las más importantes generadoras de hidrocarburos en la cuenca, ambas para yacimientos convencional y no convencionales. La subsidencia continua durante el Cretácico inferior y el Cenomaniano, dando oportunidad a la deposición de carbonatos de ambiente profundo (Formación Superior e Inferior Tamaulipas, así como Formación de Agua Nueva), y pellets del Aptian. En el Turoniano-Maastrichtiano se produjo una sedimentación modificada; la deposición de carbonatos fue graduadamente remplazada por rocas silicatadas (Grupos/Formaciones San Felipe, Méndez y Taylor). La figura 45 muestra la sección estratigráfica A-A amarrada con registros geofísicos de pozo. 40

41 Figura 45. Sección A-A de la Provincia de Burgos. MARCO ESTRATIGRÁFICO TAMPICO-MISANTLA La columna sedimentaria de la cuenca Tampico-Misantla descansa discordantemente en un basamento formado por rocas ígneas y metamórficas del Pérmico-Triásico que varían en espesor entre 2,440 y 4,181 metros. El subsuelo subyace discordantemente a la Formación Huayacocotla del Jurásico Inferior en la porción occidental y central de la zona, la Formación Cahuasas en la parte oriental y meridional y finalmente la Formación Triásica Huizachal en las áreas adyacentes del Cinturón plegado de la Sierra Madre Oriental. La columna estratigráfica de la provincia de Tampico-Misantla (figura 47), contempla desde el Jurásico Triásico hasta el presente. Hacia la base muestra sedimentos de lechos rojos que llenan horst y grabens existentes, que están cubiertos por depósitos de transición con mayor contenido de carbonatos durante el Jurásico Medio (Formaciones Huizachal, Huayacocotla, Cahuasas, Tenexcate y Tepexic). Durante el Jurásico Superior se produjo un evento transgresor que depositó sedimentos de arcilla calcárea con alto contenido de materia orgánica (Formaciones Santiago, Tamán y Pimienta) y sedimentos terrígenos que fueron colocados sobre el basamento (Formaciones San Andrés, Chipoco y Casitas). Los sedimentos calcáreos de ambientes marinos abiertos (Formación de Tamaulipas Inferior) permitieron el desarrollo de plataformas carbonatadas desde el Albiano-Cenomaniano, llevando a la sedimentación de las Formaciones de El Abra, Tamabra y Tamaulipas Superior. Del Turoniano al Maastrichtiano, las rocas se caracterizan por un alto contenido de materia orgánica (Formación Agua Nueva) que varían verticalmente en carbonatos y margas (Formaciones San Felipe y Méndez). 41

42 Figura 46. Provincia Tampico-Misantla. Figura 47. Sección A-A' de la Provincia Tampico-Misantla. 42

43 MARCO ESTRATIGRAFICO VERACRUZ. En la Cuenca de Veracruz (figura 48) el área prospectiva para no convencionales corresponde a la Fm. Maltrata de edad Turoniano. A continuación se describe la estratigrafía desde el Jurásico Superior hasta el Cretácico Superior: Figura 48. Veracruz Provincia. La columna Sedimentaria se compone de un basamento de complejo cristalino Paleozoico- Triásico. La primera secuencia sedimentaria representado por lechos rojos, conglomerados y sedimentos continentales del Jurásico medio que corresponde a la formación Todos Santos, además las presencias de Sal posiblemente del Caloviano en la zona Mata Espino. Los primeros sedimentos marinos corresponden a la calizas oolíticas y arcilla en las secciones del Kimmeridgiano de las Formaciones San Andrés y San Pedro. Estas rocas se superponen por calizas bituminosas y calizas areno-arcillos con potencial de generación del Tithoniano de la Formación Tepexilotla caracterizado por valores de espesor promedio de 200 metros. En el Cretácico Inferior en la Formación Xonamanca se compone de calizas arenosas con influencia volcánica, calizas oolíticas y calizas interceptadas en plataforma con evaporitas en el área de la plataforma de Córdova, mientras que hacia las zonas orientales y occidentales puede ser la presencia de calizas pelágicas (Formación Tamaulipas Inferior) se define. La plataforma Albiano- Cenomaniano (Formación Orizaba) está compuesta por calizas intercaladas con dolomitas y anhidritas. La Formacion Maltrata del Turoniano contempla mudstone y wackestone arcillosos laminados, depositados en condiciones anóxicas y cuyos valores de espesor varían entre 50 y 150 metros esta unidad representa una superficie litográfica de máxima transgresión, que inundo la porción oriental de la plataforma desarrollada durante el periodo del Albiano-Cenomaniano. El depósito de la sedimentación de carbonatos fue restablecido en el Coniaciano-Santoniano en 43

44 área de la Plataforma de Córdoba, depositando calizas bioclásticas de la parte superior de la parte inferior de la Formación Guzmantla. Para el Campaniano, la Plataforma elevada de Córdoba provoco la exposición subaerea y erosión de calizas, en las partes sumergidas de la deposición de arcilla, calizas, margas y brecha carbonatadas de la Formación San Felipe se produjo. Durante el Mastrichtiano una plataforma asilada fue desarrollada presentado calizas bioclásticas de la Formación Atoyac, en el caso de la sección profunda, margas, brecha calcárea y lutitas de la Formación Méndez fueron depositados, ver figura 49 con sección transversal estratigráficoestructural de la porción centro-occidente de la Cuenca de Veracruz. Figura 49. Sección transversal A-A de Veracruz. PLAYS DISTRIBUCIÓN DE PLAYS Con potencial de aceite y gas han sido detectados en las Provincias Geológicas de Chihuahua, Burro-Picachos, Sabinas, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz (figura 50). Los plays del Cretácico Superior (Ojinaga,EagleFord y Agua Nueva) son distribuidos en las Cuencas del Noroeste de México, Chihuahua, Sabinas-Burro-Picacho y Burgos. Son considerados las extensiones de Eagle Ford, Formación productora de hidrocarburo en los Estados Unidos de América. Los plays de Agua Nueva y Maltrata están presentes en las cuencas de Tampico- Misantla y Veracruz. Plays del Jurásico superior (Formaciones La Casita y Pimienta) corresponde a las cuencas de Chihuahua, Sabinas, Burgos y Tampico-Misantla, las cuales son equivalentes a la Formación Haynesville de los Estados Unidos de América. 44

45 Figura 50. Distribución de Plays. Cabe mencionar que la mayor cantidad de información disponible correspondiente a la Cuenca de Burgos. Por otro lado, el que tiene la menor cantidad de información es la cuenca de Chihuahua. Hay un potencial significativo en las cuencas de no convencionales todo lo mencionado anteriormente. 45

46 PLAYS NO CONVENCIONALES EN MÉXICO Mientras que los depósitos marinos en México parecen tener buena calidad de roca, la estructura geológica de sus cuencas sedimentarias es a menudo mucho más compleja que en los Estados Unidos. En comparación con la lutita de Texas y Luisiana la zona de lutitas de la costa de México es más estrecha, menos continua y estructuralmente más interrumpida. La Figura 51 corresponde a la sección de objetivos de luitas en el oriente de México. Provincias Geológicas Figura 51. Plays no convencionales en México. 46

47 PLAYS CHIHUAHUA Las figuras 52 y 53 muestran la localización y las secciones A-A y B-B de la Provincia de Chihuahua. Figura 52. Características y ubicación de la Provincia de Chihuahua. Figura 43. Sección A-A' Chihuahua. 47

48 CHIHUAHUA CALIDAD Y MADUREZ DE LA ROCA. Tabla 5. Resultados de estudios de evaluación de la roca. Figure 54. Van Krevelen Diagram 48

49 PLAY DE SABINAS-BURRO-PICACHOS ATLAS GEOLÓGICO RECURSOS NO CONVENCIONALES Las figuras 55 y 56 muestran la sección A-A con base en dato sísmico, se resalta en verde la Formación Eagle Ford y en azul la Formación La Casita. Figura 55. Sabinas-Burro Picachos Figura 56. Sabinas-Burro Picachos Sección Transversal. 49

50 SABINAS ROCA GENERADORA CALIDAD Y MADUREZ. La Formación La Casita (figura 57) de edad del Titoniano es el principal subsistema generativo perteneciente a una etapa de sobre madurez, de las cuales provienen los plays más importantes del área (Formaciones La Casita, La Virgen y Cupido). La presencia de acumulación de hidrocarburo principalmente encontrada en los niveles estratigráficos del Jurásico, Cretácico Inferior y Cretácico Superior. Los subsistemas de generación La Peña y Eagle Ford han tenido menor contribución para las existentes cuencas. La Tabla 6 muestra principales características de la roca. Tabla 6. Propiedades rocas generadoras. Figura 557. Seccion Estructural A - A' de Sabinas Burro-Picachos. Características isotópicas del metano en los plays La Casita, Padilla y La Virgen están explicados en la Figura 58. Los Pozos asociados son: Amuleto 1, Buena Suerte 2-8, Florida 9, Merced 10-15, Monclova y Progreso 24. Términos relativos están definidos como: B.-gas biogenético, T.- gas Termogenético Asociado, TT.- Gas Termogenético no-asociado, m.- Sapropolitico Materia Orgánica, h.- húmico -Materia Orgánica. 50

51 Figura 568.Características isotópicas Metano 51

52 BURGOS PLAYS Figura 59. Plays de Burgos. Figura 60. Sección Transversal A-A' de Burgos. 52

53 BURGOS CALIDAD Y MADUREZ DE LA ROCA GENERADORA. Figura 61. Calidad y madurez de la roca generadora de Burgos. 53

54 Figura 62. Calidad y madurez de la roca generadora de pozos del área Galaxia. 54

55 PLAYS DE TAMPICO-MISANTLA Figura 63. Información General de plays de Tampico-Misantla. Figura 64. Sección tranversal C-C Tampico-Misantla. 55

56 TAMPICO MISANTLA CALIDAD Y MADUREZ DE LA ROCA. La Figura 65 corresponde a registros Geoquímicos del Jurásico Superior, mostrando la riqueza de formaciones Santiago, Tamán y Pimienta. Conforme a los resultados obtenidos, es posible observar lo siguiente: Existencia elevada de contenido de Carbono Orgánico Total (COT) Buena acumulación de aceite y gas. Hay una tendencia constante en la madurez térmica en base a los valores de reflectancia vitrina que muestra en el rango de la ventana de generación de aceite. Los valores de índice de oxígeno son mucho más altos en la parte superior de la unidad Jurásica, indicativos de un sistema mixto propenso a la generación de gas y de aceite Potencial y contenido de COT del Jurásico Superior de la Formación Pimienta. Datos mostrados del potencial de las fuentes y el grado mayor de variabilidad en la Formación Pimienta, causada por la variación en ambas organofacies y la madurez termal (Figura 65). Formación Taman y Formación Santiago muestran menor grado de variabilidad, rocas la cuales de origen carbonatos marinos. 56

57 Figura 75. Roca Generadora del Jurásico Superior. Figure 66. Carbono orgánico total vs índice de Hidrógeno. La figura 67 muestra el índice de Hidrogeno contra Tmax con la relación entre los tipos de Kerógeno y niveles de Madurez. La versión modificada de la tabla Espitalie ilustra claramente los cambios en el potencial remanente para la generación de hidrocarburo basado en el índice de hidrogeno, el cual permite la predicción de transformación de materia orgánica o rango de 57

58 transformación del Kerógeno. La roca generadora del Jurásico Superior muestra el alto potencial para la generación de aceite. Figura 67. Índice de Hidrogeno vs Tmax. 58

59 PLAYS DE VERACRUZ. Figura 688. Plays de Veracruz información General. Figura 69. Sección tranversal A-A' Veracruz. 59

60 VERACRUZ ROCA CALIDAD Y MADUREZ. El diagrama de Van Krevelen muestra el tipo de Kerógeno correspondiente a la Formación Maltrata. Los resultados son mostrados en la figura 70. Figura 70. Distribucion de COT del Cretácico Superior -Turoniano. 60

61 POTENCIAL DE GAS Y ACEITE EN LUTITA PEMEX 2012 El inicial estimado para los recursos no convencionales, evaluados de 297 trillones de pies cubicos, considerando primeramente gas como tipo de hidrocarburo en el área. Los trabajos llevados a cabo en la cuenca se basaron en los pozos exploratorios perforados desde el comienzo de 2010 (figura 71). Basándose en la geología y estudios geoquímicos en la Cuenca de Tampico-Misantla, predominando hidrocarburo en los plays de Pimienta y Agua Nueva es aceite. En las cuencas de Sabinas, Burro-Picachos, gas húmedo y gas seco ha estado confirmado como tipo de hidrocarburo predominante. Recursos evaluados por 60.2 BBOE, mostrando la distribución explicada en la Figura 72. Figure 71. Tipo de Hidrocarburo- Mapa Figura 72. Estimación de Reservas

62 CLASIFICACIÓN DE ÁREAS CARACTERÍSTICAS DE HIDROCARBURO. Esta jerarquización (figura 73) corresponde a las características de hidrocarburo de las Provincias Burro-Picachos, Sabinas, Burgos, Tampico-Misantla, Veracruz y Chihuahua. Figura 793. Clasificación de Áreas Características de Hidrocarburo. 62

63 CLASIFICACIÓN DE ÁREAS RESERVAS Esta jerarquizació (figura 74) corresponde a las reservas de las Provincias de Burro-Picachos, Sabinas, Burgos, Tampico-Misantla, Veracruz y Chihuahua. Figura 74. Clasificación de áreas reservas. 63

64 ESTRATEGIAS SABINAS BURRO-PICACHOS Play Sabinas-Burro-Picachos. Área Prospectiva: 43,000 Km2 En la Formación Eagle Ford en el Cretácico Superior tiene un recurso del orden de hasta 27 a 89 Tcf, con un valor medido de 55 Tcf. Los plays de La Casita-Pimienta del Jurásico Superior tienen recursos en el orden de 54 a 163 Tcf, con un valor medido de 109 Tcf. Se ha identificado 133 oportunidades exploratorias, lo que lo haría mejor que cierta estimación de reservas en estas áreas. Resultados Pozos exploratorios Emergente-1 y Habano-1 permitieron confirmar la continuidad de zonas de perforación y exploración existentes en la Formación Eagle Ford. Pozo exploratorio Percutor-1, en la Cuenca de Sabinas, fue proveedor al ser un productor de gas seco Los pozos Nomada-1 y Montañés-1 fueron completados en zonas de gas húmedo y seco. El pozo explorador Arbolero-1 ha probado con éxito el Play de gas del Jurásico Superior de la Cuenca Burro-Picachos. Figura 75. Pozos perforados. 64

65 ESTRATEGIAS TAMPICO MISANTLA ATLAS GEOLÓGICO RECURSOS NO CONVENCIONALES Estudios recientes de la integración de mapas (figure 76-77), existen manifestaciones de producción de hidrocarburo de las cuencas que dan ciertamente a la estimación de reservas en jerarquización en áreas. Existen modelos indicativos que expresa hidrocarburos en la Cuenca de Tampico-Misantla están principalmente en aceite y gas seco frente a la Sierra Madre Oriental. El total de recursos fueron estimados en la Cuenca de Tampico-Misantla de 36.4 BBOE, de las cuales 20.8 BBOE corresponden a la Formación de Pimienta y 15.6 BBOE para la Formación Agua Nueva. Del importe total de los recursos, 90% es considerado para contener hidrocarburo líquido. Figura 76. Estrategía Formación Pimienta y Agua Nueva. 65

66 Figura 107. Tampico-Misantla Mapas. 66